Cтраница 1
Месторождения Ишимбайского типа характерны для Предуральской депрессии. К этому типу относятся Ишим-байская связка массивов, Столяровское, Введеновское, Старо-Казанковское и другие месторождения. Они приурочены к известняковым рифовым массивам сакмаро-ар-тинского возраста, погребенным под толщей верхнепермских осадков. Коллекторами являются пористые и кавернозные известняки и доломиты. Пористость их колеблется от 1 - - 2 до 30 %, а проницаемость от единицы до 800 - 900 мд. [1]
На месторождениях ишимбайского типа применяются 2 вида тепловой обработки скважин: обработки огневыми забойными нагревателями, паротепловые обработки. [2]
Расчетная схема-модель может использоваться при проектировании разработки месторождений ишимбайского типа при вертикальном вытеснении нефти газом. [3]
Приток нефти к забоям эксплуатационных скважин в условиях рифогенных месторождений Ишимбайского типа обеспечивается в основном энергией растворенного газа. В залежах, в которых имеется газовая шапка, значительное влияние на движение нефти оказывает напор свободного газа. На поздней стадии разработки возможно проявление гравитационного режима. [4]
Приток нефти к забоям эксплуатационных скважин в условиях рифогенных месторождений Ишимбайского типа обеспечивается в основном энергией растворенного газа. В тех залежах, которые имеют газовую шапку, значительное влияние на движение нефти в первые годы эксплуатации оказывает напор свободного газа. На поздней стадии разработки возможно проявление гравитационного режима, при котором движение нефти происходит за счет силы тяжести самой нефти. [5]
В ходе анализа и изучения особенностей строения и разработки месторождений ишимбайского типа пришли к выводу, что наиболее приемлемым методом повышения коэффициента нефте-извлечения может явиться метод создания в пласте искусственных газовых шапок. [6]
По исследованиям А.А.Трофимука [54], Р.П.Ованесова [35] коллекторами нефти месторождений ишимбайского типа являются тонкопористые, пористые и крупнопористые, так называемые ситчатые рифовые известняки сакмаро-артинского возраста. Они залегают в виде отдельных пористых участков и линз различной мощности и протяженности среди плотных, слабо проницаемых известняков. Плотные известняки участками кавернозны и трещиноваты. [7]
Девонские месторождения и месторождения карбонатной толщи разрабатываются с применением заводнения и частично при естественном упруговодонапорном режиме, а пермские ( месторождения Ишимбайского типа) - при режиме растворенного газа. [8]
В 1941 г. геологоразведочные работы на нефть были расширены. Особенно интенсивно велись поиски месторождений ишимбайского типа на юге Башкирии. [9]
В Ишимбайском Приуралье расположены месторождения, характеристика которых приведена в табл. 1.1. Указанные месторождения приурочены к погребенным рифовым массивам и относятся к ишимбайскому типу. Они сходны между собой по своему геологическому строению, что обусловлено природой их образования. Промышленные скопления нефти и газа в них приурочены к пористым, кавернозным и трещиновато-обломочным известнякам и доломитам рифогенного происхождения. Каждое из месторождений ишимбайского типа представляет собой замкнутый резервуар. Залежь нефти в рифовом массиве сверху перекрыта непроницаемыми породами кунгурского яруса. Между нефтеносной и водоносной зонами расположена практически непроницаемая зона окисленной нефти. [10]
Но ни в одном из случаев желаемых результатов не было получено. Воздух, газ или вода, нагнетаемые в пласт, быстро прорывались по высокопроницаемым каналам в соседние скважины, не совершая полезной работы по вытеснению нефти. По этой причине основная группа месторождений ишимбайского типа по настоящее время разрабатывается на режиме растворенного газа. [11]